El marcado retroceso del precio internacional del petróleo, que cayó hasta un 25% en los últimos 60 días, amenaza con afectar la inversión en Vaca Muerta, uno de los pocos, tal vez el único, activo que mantiene el interés de los inversores internacionales en una economía argentina signada por la recesión. Sucede que, si bien el descenso del precio del barril es un fenómeno que afecta a las petroleras a nivel global, en el país el impacto es todavía mayor por la aplicación de derechos a la exportación de crudo, reestablecidos por el Decreto 793 de septiembre de este año.

La normativa estableció una retención de $ 4 por cada dólar exportado para el caso de bienes primarios. Con la cotización del tipo de cambio ($ 38,50, según el cierre de ayer del Banco Nación), la medida acarrea una impuesto del 10,5% sobre el petróleo exportado. El Brent cotiza apenas por arriba de los 60 dólares, por lo que el precio interno del petróleo neto de retenciones se ubica por debajo de los 55 dólares. O eso es, al menos, lo que pretenden pagar las empresas refinadoras, con YPF, Shell, Axion y Trafigura a la cabeza.

El problema es que, con ese precio, la explotación de las áreas petrólíferas de Vaca Muerta que están por ingresar en fase de desarrollo no está garantizada. Al contrario, varias empresas están reevaluando sus planes y podrían ralentizar inversiones en el play porque, con un precio inferior a los 55 dólares, los proyectos están cerca de perforar los niveles de factibilidad económica. No alcanzan a cubrir el punto de break even, menos en un país donde el costo del financiamiento se mide en dos dígitos.

El problema es serio y afecta a grandes jugadores internacionales como Chevron, Shell y ExxonMobil, así como también a otras compañías como Petronas, la china Sinopec, Pluspetrol, Tecpetrol y Vista Oil & Gas, entre otras, todas ellas con desarrollos de shale oil (petróleo de arcillas) en marcha.

La primera plana del Ejecutivo ya está en autos. En los últimos días se concretaron distintas reunions con funcionarios de gobierno para plantear la seriedad del problema. Si en 2018 despuntó la inversión en shale gas (con el icónico desarrollo de Fortín de Piedra a manos de Tecpetrol como emblema), la Secretaría de Energía, que dirige Javier Iguacel, espera que en 2019 la mayoría de los desarrollos de Vaca Muerta se concentren en campos de crudo. La caída del precio del petróleo y la aplicación de retenciones que agudiza esa tendencia a la baja comprometen ese pronóstico. Algunas petroleras incluso ya tomaron la decisión de demorar el ingresos de nuevos equipos de perforación hasta tener más claro el panorama en materia de precios, según constató EconoJournal a través de un relevamiento entre las empresas del sector.

Estrategia al revés

Lo llamativo es que el Gobierno decidió aplicar retenciones sobre un activo (Vaca Muerta) que aún no exporta petróleo. En términos fiscales, el aporte del petróleo de Vaca Muerta es nulo. Pero aún así, el gobierno decidió establecer un impuesto que, en la práctica, lo que hace es acentuar la caída del precio del petróleo. Difícil entender la estrategia de la Casa Rosada. El timing tampoco ayuda. El último bimestre suele ser el momento en que las empresas terminan de pulir su capex para el año próximo. El managment local de empresas major como Shell, que tiene en carpeta un ambicioso proyecto de shale oil en las áreas Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo, están defendiendo por estos días la conveniencia de sus proyectos en Vaca Muerta frente a otros ubicados en otros puntos del planeta que también pelean por la aprobación ante el board global .

Consultoras internacionales como WoodMackenzie y IHS ubican en break even de Vaca Muerta en torno a los 45 o 50 dólares, pero esos números aplican, en rigor, a proyectos desarrollados como Loma Campana, el emprendimiento de YPF en asociación con Chevron que ya lleva cinco años en actividad. Para otros campos que aún no cuentan con infraestructura ni facilities ni tampoco han terminado de testear el diseño de pozo utilizado, el break even es más alto.

Transferencia al refinador

En los primeros 10 meses del año, la Argentina exportó petróleo por US$ 1130 millones, según datos oficiales de Energía. La mayor parte de esa cifra (US$ 925 millones) corresponde a crudo exportado desde Chubut por Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del mercado local. El resto se despacha, en partes iguales, desde Tierra del Fuego y Santa Cruz. Anualizado, el cobro de retenciones permitiría recaudar unos US$ 100 millones el año próximo, siempre y cuando el tipo de cambio no es escape demasiado. Parece un número menor si pondera que la aplicación de derechos a la exportación podría demorar el ingreso de inversiones por unos de US$ 1000 millones en 2019.

El crudo Medanito que se produce en la cuenca Neuquina no se exporta. Se procesa todo en las refinerías doméstica. Según los cálculos de Iguacel, la Argentina volverá a exportar crudo Medanito producido en Vaca Muerta a mediados o fines de 2019 a medida que incremente la producción de campos no convencionales. Habrá que ver si eso finalmente ocurre o si, en cambio, la inversión tropieza por la caída del precio del barril y la aplicación de retenciones.

Mientras tanto, el reestablecimiento de los derechos a la exportación termina beneficiando a las refinadores que los utilizan para aumentar su poder de negociación del precio de compra de crudo con los productores no integrados. En lugar de reconocer el precio internacional del petróleo, como sucedería en un mercado libre como el que profesa el gobierno, las refinadoras pagan el precio neto que surge de descontar las retenciones. Con una alícuota del 10,5%, las refinadoras —y en menos medida el consumidor final, que paga un menor precio de los combustibles— terminan apropiándose de los 5 o 6 dólares por barril que dejan en la mesa los productores no integrados. En rigor, en parte, eso es lo que sucedió durante todo el semestre de este año, cuando las petroleras empezaron a vender el crudo doméstico por debajo del precio internacional porque fue imposible trasladar a surtidores el impacto de la devaluación. En promedio, las petroleras cobraron 67 o 68 dólares cuando el Brent llegó a superar en octubre los 80 dólares beneficiando fundamentalmente a automovilistas. 

El problema es que hoy ya no está en discusión cómo se reparte la renta del negocio con precios atractivos como los de dos meses atrás, sino, directamente, la viabilidad económica de la inversión en nuevos proyectos en Vaca Muerta.

Cuenta pendiente

El sistema argentino que regula el comercio exterior de hidrocarburos complica un poco más las cosas. Uno podría pensar que la solución para los productores no integrados es vender su crudo al exterior para evitar tener que negociar con los refinadores, que, además, pretenden aplicar un descuento por flete. Es decir, las refinadoras proponen una fórmula de descuento de uno o dos dólares por barril en función del costo de transporte que deberían pagar las petroleras con base en Neuquén si quisieran venden su producción al exterior.

El esquema actual prevé, a su vez, que las refinadoras pueden cruzar los permisos de exportación de crudo presentados por los productores, a fin de solicitar al Estado que no autorice esos embarques. Argumentan que se atenta contra el abastecimiento de combustibles. El procedimiento está previsto en la Ley 17.319 (de Hidrocarburos). “Tampoco podemos proyectar una exportación planificada de nuestra producción futura de Vaca Muerta, porque en cualquier momento YPF, Shell (ahora controlada por la brasileña Raízen) y Axion pueden bloquear esos cargamentos”, explicó, bajo reserva de nombre, un alto directivo de una petrolera que está encarando un desarrollo de petróleo no convencional en Vaca Muerta. “Está claro que debemos discutir un esquema de precios en el mercado local de combustibles, que sirva de referencia también para los precios del crudo. Es lo que sudece en Chile o Brasil, por ejemplo”, añadió. Habrá que ver cuál es la posición que toma el gobierno y también cuál es la señal que envía YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles, que termina definiendo el precio interno del crudo que cobran los productores no integrados.